ИНФОРМАЦИОННЫЕ ОСНОВЫ ДИСПЕТЧЕРСКОГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
Конспект лекций для магистрантов специальности 6М071800 – Электроэнергетика
Алматы 2017
Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра
«Электроснабжение и возобновляемые источники энергии»
2
СОСТАВИТЕЛЬ: М.В. Акименков. Информационные основы диспетчерского и технологического управления. Конспект лекций для магистрантов специальности 6М071800 –Электроэнергетика - Алматы:
АУЭС, 2017 - 65 с.
В конспекте лекций по дисциплине «Информационные основы диспетчерского и технологического управления» рассмотрены:
- основные положения теории информации;
-основные функции и задачи диспетчерского и технологического управления в нормальных и аварийных режимах на всех уровнях диспетчерского управления;
-методы определения необходимой информации для управления;
-международные стандарты по сбору и передачи информации кодированной последовательностью битов для контроля и управления территориально распределенными процессами;
-архитектура построения многоуровневой интегрированной автоматизированной системы управления в сетях Smart Grid;
-основные системы сбора, передачи и обработки информации в сетях Smart Grid.
Ил. 16 , табл. 5 , библиогр. 34 – назв.
Рецензент: доцент, к.т.н. Б.К.Курпенов
Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества
«Алматинский университет энергетики и связи» на 2017 год.
© НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2017 г.
3
Содержание
1 лекция. Диспетчерско-технологическое управление в энергетике Казахстана в условиях рыночных отношений. Оптовый,
балансирующий, спотовый, розничный рынки в ЕЭС Казахстана.. …………..4
2 лекция. Общемировые тенденции развития энергетики и их влияние на процессы информационного обеспечения диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике…..………...8
3 лекция. Функции и задачи диспетчерского управления в нормальном режиме..……….9
4 лекция. Функции и задачи диспетчерско-технологического управления в нормальных режимах ………....15
5 лекция. Функции и задачи диспетчерского управления в аварийных режимах ………..………....17
6 лекция. Основные принципы построения ИАСУ. Уровни ИАСУ. Задача управления – информация. Виды обеспечения в ИАСУ…….………..21
7 лекция. Основные положения теории информации. Преобра- зования сообщений. Сигналы. Модуляция. Коды и кодирование …………...24
8 лекция. Информационная емкость каналов связи. Пропускная способность каналов связи. Помехоустойчивость. Помехоустой- чивость при передаче дискретных сигналов ……….….29
9 лекция. Организация обмена информацией. Международный стандарт МЭК 870-5-101………..…..32
10 лекция. Общая структура данных пользователя. Опреде- ление и кодирование элементов прикладной информации по МЭК 60870-5-101..………..………...38
11 лекция. Коммуникационная технология на ПС в соответствии со стандартом ГОСТ Р МЭК 61850. Общие требования стандарта МЭК 61850………...43
12 лекция. Архитектура SAS подстанции по стандарту МЭК 61850………....46
13 лекция. Измерение тока и напряжения на ПС………...….52
14 лекция. Сети сбора информации. ….………..…...55
15 лекция. Средства АСДУ на диспетчерских центрах………...60
Список литературы.………...………...64
4
1 лекция. Диспетчерское и технологическое управление в энергетике Республики Казахстан в условиях рыночных отношений.
Оптовый, балансирующий, спотовый, розничный рынки в ЕЭС Казахстана
Содержание лекции: информация о существующих положениях, на основе которых осуществляется диспетчерско-технологическое управление в энергетике Казахстана, а также ближайшие их изменения.
Цель лекции: изучить существующие положения, на основе которых осуществляется диспетчерско-технологическое управление в условиях рыночных отношений в энергетике Казахстана, а также ближайшие их изменения.
Диспетчерско-технологическое управление электроэнергетическими системами (ЭЭС) в настоящее время осуществляется на основе автоматизированной системы управления. Информация, используемая для управления, включает:
- режимную информацию о процессе производства и распределения электроэнергии и информацию о состоянии схемы электрических соединений, поступающую в режиме реального времени с подстанций и электростанций с использованием средств телеметрии;
- нормативно-справочную информацию (оперативные журналы, задания по суточному режиму, график ремонтов, инструкции по ведению нормальных режимов и ликвидации аварийных режимов, программы и бланки переключений, карты напряжения в контрольных точках и т.п.);
- сообщения оперативного персонала ДЦ верхнего и нижнего уровня, подстанций, электростанций, оперативных ремонтных бригад, ДП крупных прямых потребителей.
Рыночные отношения существенно повлияли на алгоритмы управления ЭЭС. Рассмотрим некоторые положения закона РК « Об электроэнергетике», определяющие эти отношения.
Закон по электроэнергетике РК был выпущен в 2004 году. С тех пор он неоднократно корректировался. Последняя корректировка произошла 07.11.2014 г. Рассмотрим некоторые статьи и понятия Закона.
Ст.33. Субъекты оптового рынка электрической энергии — энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации, потребители электрической энергии, системный оператор, оператор централизованной торговли электрической энергией, расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии.
Ст.6. Энергоснабжающие, энергопередающие организации и потребители, являющиеся субъектами оптового рынка электрической энергии, обязаны участвовать в рынке электрической мощности на основании заключенных с системным оператором договоров на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, за
5
исключением электрической мощности собственных генерирующих источников потребителей. Выполнение этой статьи перенесено на 2019 год.
Системный оператор (НДЦ СО КЕГОК) — национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности.
Ст.2. Субъекты оптового рынка формируют прогнозные заявки на производство-потребление электрической энергии и мощности на предстоящий год с разбивкой по месяцам и направляют системному оператору не позднее первого октября года, предшествующего расчетному году.
Системный оператор в срок не позднее пятнадцатого октября года, предшествующего расчетному, разрабатывает прогнозный баланс электрической энергии и мощности на предстоящий год на основе прогнозных заявок на производство-потребление электрической энергии и мощности субъектов оптового рынка.
Ст.5. Оператор рынка централизованной торговли организует и проводит централизованные торги электрической мощностью в порядке, установленном Правительством Республики Казахстан. Оператор рынка централизованной торговли осуществляет безвозмездную регистрацию итогов централизованных торгов электрической мощностью. Оператор рынка централизованной торговли оказывает услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью системному оператору и субъектам рынка на договорной основе.
Выполнение этой статьи перенесено на 2019 год.
Ст.40. Оптовый рынок электрической энергии - система отношений, связанных с куплей-продажей электрической энергии, функционирующая на основе договоров между субъектами оптового рынка электрической энергии.
Ст.41. Централизованная торговля электрической энергией - сделки купли-продажи электрической энергии, осуществляемые субъектами оптового рынка электрической энергии в электронной системе торговли на добровольной основе, за исключением случаев, установленных настоящим Законом.
Ст.42. Оператор рынка централизованной торговли электрической энергией - организация, осуществляющая централизованные торги электрической энергией, включая спот-торги электрической энергии.
Ст.43. Спот-торги электрической энергии (далее - спот-торги) - организованная торговля почасовыми объемами электрической энергии на краткосрочном основании в режимах: за день вперед и в течение операционных суток.
6
Ст.44. Балансирующий рынок электрической энергии - система взаимоотношений между системным оператором и энергопроизводящими, энергоснабжающими организациями, оптовыми потребителями, осуществляющими деятельность на оптовом рынке электрической энергии, складывающаяся в результате физического и последующего финансового урегулирования системным оператором, возникающих в режиме реального времени дисбалансов между договорными и фактическими величинами производства и (или) потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан в текущие операционные сутки (перенесено на 2019 г.).
Ст.23. Балансирующая электроэнергия — электрическая энергия, используемая для устранения возникающих дисбалансов при реализации утвержденного системным оператором почасового суточного графика производства-потребления электрической энергии.
Ст.46. Дисбаланс электроэнергии - отклонение фактической величины производства-потребления электрической энергии от величины, утвержденной системным оператором в почасовом суточном графике производства-потребления электрической энергии.
Энергопроизводящая организация самостоятельно устанавливает отпускной тариф (цену) на электрическую энергию, но не выше предельного тарифа на электрическую энергию соответствующей группы энергопроизводящих организаций, реализующих электрическую энергию.
Предельный тариф на электрическую энергию утверждается по группам энергопроизводящих организаций, реализующих электрическую энергию, на срок, равный семи годам с разбивкой по годам, и ежегодно корректируется.
Ст.4. п.п.3-3. Энергоснабжающей организации запрещаются реализация (продажа) электрической энергии другой энергоснабжающей организации, а также ее приобретение (покупка) у другой энергоснабжающей организации.
Ст.38. Розничный рынок электрической энергии - система отношений, функционирующая на основе договоров (купли-продажи, передачи и потребления электрической энергии, а также предоставления связанных с этим услуг) между субъектами розничного рынка электрической энергии вне оптового рынка.
Ст.39. Субъекты розничного рынка электрической энергии – энергопроизводящие, энергоснабжающие, энергопередающие организации, потребители электрической энергии.
Исходя из рассмотренных положений закона, в настоящее время существуют :
- рынок децентрализованной торговли электроэнергией (прямые двухсторонние договора);
- рынок централизованной торговли электроэнергией (спот-торги на следующие сутки и в течение текущих операционных суток) – практически не работает;
- розничный рынок.
7
Рассмотрим подробнее эти понятия на примере суточного графика потребления.
Рисунок 1- Суточный график электропотребления
Рынок децентрализованной торговли - это суммарная мощность потребления предприятий, заключивших договора на поставку им электроэнергии напрямую от генерирующих электростанций- энергопроизводящих организаций.
Рынок централизованной торговли осуществляется через КОРЭМ на интервал до 4-х суток вперед (в праздничные дни), на сутки вперед (вторник, среда, четверг) и на двое суток вперед в обычную пятницу. В реальном графике (огибающая кривая на рисунке 1) при превышении его над плановым графиком вопросы электроснабжения потребителей, превысивших плановое потребление, должно решаться на уровне балансирующего рынка. Цель балансирующего рынка – поддержание баланса генерации и потребления э/э в соответствии с заданным суточным графиком (потребители выдерживают заявленный график почасового потребления, а производители –заявленный график генерации). Отклонение этого баланса из-за превышения заявленного графика потребления требует для восстановления баланса наличия горячего (вращающегося) резерва мощности на электростанциях, который должен проплачиваться при составлении прогнозного суточного графика. При снижении потребления ниже заявленного по суточному графику необходимо снижение генерации, что приводит к снижению к.п.д. энергоблоков, в ряде случаев к их остановке и нарушению расчетных нормальных параметров работы электрической сети объединения. В конечном итоге, это должно приводить к увеличению тарифа за отпускаемую электроэнергию.
Мощность
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
Рынок централизованной
торговли (за день вперёд)
Реальная нагрузка
Рынок децентрализованной торговли
(прямых двусторонних договоров) Балансирующий
рынок реального времени
8
2 лекция. Общемировые тенденции развития энергетики и их влияние на процессы информационного обеспечения диспетчерско- технологического управления в электроэнергетике
Содержание лекции: информация об общемировых тенденциях развития энергетики и их влияния на процессы информационного обеспечения диспетчерско-технологического управления в электроэнергетике.
Цель лекции: изучить влияние общемировых тенденций развития энергетики на процессы информационного обеспечения диспетчерско- технологического управления в электроэнергетике.
Возрастающая сложность управления энергосетями, растущая обеспо- коенность по поводу окружающей среды, энергетической стабильности и независимости, устаревание активов, рост спроса и стремление обеспечить качество услуг создают необходимость качественного рывка в применении новых технологий. Этот рывок в направлении «более умных» сетей сейчас широко известен как «умные сети» (Smart Grid). Умные сети (УС) рассматриваются с точки зрения получения выгоды от использования всех доступных современных технологий для превращения существующих сетей в сеть, которая функционирует более «интеллектуально» за счет:
- ровышения ситуационной информированности и помощи оператору;
- автономизации регулирования , что приводит к повышению надеж- ности и живучести электроэнергетической системы;
- повышения эффективности использования активов ЭЭС;
- оптимизации интеграции ВИЭ;
- коммуникаций в режиме реального времени между потребителями и энергокомпаниями с тем, чтобы конечные потребители могли активно участвовать и сокращать свое энергопотребление на основе индивидуальных предпочтений (цена, особенности собственной технологии и т.п.);
- создания более эффективного рынка за счет инновационных решений (оптимизация затрат на производство электроэнергии);
- предоставления услуг более высокого качества – отсутствия превышения показателей качества электроэнергии (ПКЭ) - для функционирования высокотехнологичной (цифровой) экономики.
Архитектура Smart Grid поддерживает многочисленные связанные географически и по времени иерархические действия по мониторингу и регулированию во временном диапазоне от миллисекунд и выше.
Регулирование напряжения все шире осуществляется децентрализовано, благодаря созданию гибких (управляемых) систем управления процессом передачи переменного тока (FACTS).
Устройствами, обеспечивающими реализацию этой технологии, являются:
9
- управляемые шунтирующие реакторы (УШР);
- статические тиристорные компенсаторы (СТК);
- управляемые статические преобразователи на базе современной силовой электроники и микропроцессорной техники;
- накопители электрической энергии различного типа;
- активные фильтры;
- асинхронизированные гидро- и турбогенераторы на гидравлических, тепловых и атомных электростанциях;
- асинхронизированные компенсаторы.
Функционирование этих систем осуществляется на основе контроля параметров электрической сети в миллисекундном диапазоне. По мере расширения использования FACTS в продвинутых SCADA будет возрастать доля «быстрой» информации в общем потоке «медленной» (секундной) информации, характерной для традиционных SCADA. В этих условиях должна возрасти техническая грамотность оперативных диспетчеров ЭЭС.
3 лекция. Функции и задачи диспетчерского и технологического управления в нормальном режиме
Содержание лекции: изучение содержания диспетчерско- технологического управления, основных видов понятий.
Цель лекции: изучить содержание диспетчерско-технологического управления, основные виды понятий.
3.1 Основные виды понятий диспетчерско-технологического управления
Рассмотрим основные виды понятий в формулировках закона РК об электроэнергетике от 2004г. с изменениями, действующими на текущий момент в Единой электроэнергетической системе РК.
Ст.27. Национальная электрическая сеть — совокупность подстанций, распределительных устройств, межрегиональных и (или) межгосударственных линий электропередачи и линий электропередачи, осуществляющих выдачу электрической энергии электрических станций, напряжением 220 киловольт и выше, не подлежат приватизации и передаются национальной компании в порядке и на условиях, которые определяются Правительством Республики Казахстан.
Ст.20. Централизованное оперативно-диспетчерское управление — осуществляемый системным оператором процесс непрерывного управления технически согласованной работой энергопроизводящих, энергопередающих, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии, обеспечивающий нормативный уровень надежности единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и соблюдение нормативного качества электрической энергии.
10
Ст.16. Единая электроэнергетическая система Республики Казахстан — совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан.
Ст.22. Региональная электросетевая компания — энергопередающая организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня.
Ст.6. Системные услуги — услуги, оказываемые системным оператором субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии, технической диспетчеризации, регулированию и резервированию мощности, организации балансирования «производство-потребление»
электрической энергии.
Ст.17. Резерв электрической мощности единой электроэнергетической системы Республики Казахстан — электрическая мощность агрегатов энергопроизводящих организаций, имеющих требуемую структуру, величину, а также степень готовности к диспетчеризации, соответствующие требованиям, предусмотренным договором.
Ст.18. Вспомогательные услуги — услуги, приобретаемые системным оператором у субъектов оптового рынка электрической энергии для обеспечения готовности необходимых объемов и структуры оперативных резервов электрической мощности, регулирования активной и реактивной мощностей, по запуску энергосистемы из обесточенного состояния.
Ст.24. Техническая диспетчеризация — услуга, оказываемая системным оператором по осуществлению централизованного оперативно- диспетчерского управления режимами производства и потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан.
Ст.31. Регулирование электрической мощности — услуга по компенсации отклонений фактической электрической нагрузки субъекта оптового рынка электрической энергии от заявленной электрической нагрузки при условии соблюдения нулевого сальдо обменной электрической энергии с планированием или без планирования в суточном графике.
Ст.31-4. Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки - услуга, оказываемая системным оператором по обеспечению готовности электрической мощности генерирующих установок, аттестованной в установленном порядке, в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан к несению нагрузки.
Ст.37. Организация балансирования «производство-потребление»
электрической энергии - услуга, оказываемая системным оператором по организации функционирования балансирующего рынка электрической энергии.
Ст.6. Системный оператор осуществляет предоставление услуг по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки энергоснабжающим, энергопередающим организациям и потребителям, являющимся субъектами оптового рынка, в соответствии с законодатель-
11
ством Республики Казахстан о естественных монополиях и регулируемых рынках.
Диспетчерско-технологическое управление включает следующие специфические функции:
- диспетчерская разработка и ведение режимов, производство оперативных переключений в сети, устранение последствий аварийных нарушений и восстановление нормального, оптимального режима;
- регулирование активной и реактивной мощности с целью поддержания установленных нормативов качества ЭЭ, предотвращения и устранения перегрузок элементов сети;
- поддержание необходимых резервов активной мощности;
- предотвращение развития аварийных нарушений и восстановление нормального режима работы с помощью средств РЗ и противоаварийной автоматики;
- автоматическое и оперативное обслуживание субъектов ОРЭМ техно- логической информацией, необходимой для эффективного функционирования конкурентного ОРЭМ;
- оперативно-коммерческое управление, включая функции фор- мирования контрактов (соглашений), технологического обеспечения рыночных отношений, реализации контрактов (соглашений), учета поставленной (полученной) ЭЭ и мощности, а также формирование счетов, контроль за их оплатой.
3.2 Структура диспетчерского управления
После децентрализации в энергетике Казахстана произошли определенные изменения в организационной структуре диспетчерского управления. На рисунке 2 представлена блок-схема этой структуры.
Из этой структуры можно сделать вывод, что диспетчерско- технологическое управление в ЕЭС Казахстана осуществляется со следующих диспетчерских центров (ДЦ):
- национального ДЦ системный оператор КЕГОК (НДЦ СО КЕГОК);
- региональных ДЦ филиалов КЕГОК (РДЦ филиалов КЕГОК);
- ДЦ распределительных электросетевых компаний (РЭК), владеющих сетями 110 кВ и ниже;
- ДЦ мелких РЭК, выполняющих функции распределения электро- энергии через сети 6-10 кВ.
В такой структуре функции диспетчерско-технологического и оперативно-коммерческого управления осуществляется с одного ДЦ.
3.3 Виды оперативной подчиненности
Термин диспетчерское управление означает вид оперативного подчинения, когда операции с тем или иным оборудованием ЭЭС (электроэнергетической системы) проводятся только по распоряжению
12
соответствующего диспетчера (старшего дежурного персонала), в управлении которого это оборудование находится. В оперативном управлении диспетчера находится оборудование, операции с которым требуют координации действий подчиненного оперативного персонала или согласованных изменений в релейной защите и автоматике.
Рисунок 2- Организационная структура диспетчерского управления в ЕЭС Казахстана. Пунктиром обозначены вариантные связи
Термин диспетчерское ведение означает вид оперативной подчиненности, если операции с тем или иным оборудованием ЭЭС выполняются с ведома (по разрешению) соответствующего диспетчера, в чьем ведении это оборудование находится.
НДЦ СО АО КЕГОК
Электростанции в составе регио-
нального АО (ТОО) электростанций Диспетчерская
служба (департамент, управление) в составе
РЭК (АО)
Оперативно- выездная
бригада Электростанция
национального значения
РДЦ регионального
филиала АО КЕГОК
Подстанция филиала АО КЕГОК
ДП ТЭС филиала АО КЕГОК
Подстанция распределительной
сети
Оперативно- выездная
бригада
Отдельные электростанци
и
ДП сетей нижних уровней распр.сетей в составе данного
РЭК(АО) или самостоятельных
ТОО
Оперативно- выездная
бригада
13
Каждый элемент ЭЭС может находиться в оперативном управлении данного уровня или вышестоящего, а также в ведении разных уровней управления. Ежегодно утверждаются списки оборудования, находящегося в оперативном управлении и ведении. При вводе нового оборудования или его демонтаже эти списки корректируются.
3.4 Режимы энергообъединения (ЭО)
Нормальным называется режим работы, при котором обеспечивается выполнение установленных требований по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.
Экономичный нормальный режим работы, когда минимизированы затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии, называется оптимальным.
Режим, в который ЭО перешло вынужденно из нормального и существование которого должно быть ограничено, т.к. один или несколько параметров имеют значения, допустимые лишь в течение небольших промежутков времени, называется утяжеленным.
Режим, в котором один или несколько параметров имеют значения, недопустимые даже кратковременно, называется аварийным.
Согласно закону об электроэнергетике РК, ст.5: «…системная авария — аварийное нарушение режимов работы объектов электроэнергетики, приведшее к потере устойчивости единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и разделению ее на части».
Режим, в который ЭО переходит из аварийного (обычно под действием РЗА), называется послеаварийным. Этот режим может быть нормальным или утяжеленным.
3.5 Функции и задачи диспетчерского управления
Управление в общем случае начинается с постановки цели, продолжается на каждой стадии ее реализации и заканчивается подведением итогов и их анализом. Эти действия выступают на каждой стадии в виде специфических процедур, которые получили название функций. Таким образом, в каждом цикле управления выполняют функции планирования, организации, контроля, регулирования, учета и анализа. Эти функции относят к общим функциям управления. Каждая функция управления реализуется через выполнение определенных задач управления.
Задача — проблемная ситуация с явно заданной целью, которую необходимо достичь; в более узком смысле задачей также называют саму эту цель, данную в рамках проблемной ситуации, то есть то, что требуется сделать.
14
В диспетчерском управлении можно выделить все шесть функций управления. Каждая функция реализуется через выполнение определенного количества задач.
Сложность задач диспетчерского управления обусловливает необходи- мость разделения (декомпозиции) этих комплексных задач на ряд более простых взаимосвязанных, решаемых на всех уровнях системы диспет- черского управления и в различных временных аспектах.
Декомпозиция во временном аспекте характерна для задач функции планирования. Она заключается в разделении общей задачи, решаемой на всех ступенях территориальной иерархии, на задачи, относящиеся к следующим уровням временной иерархии управления:
- долгосрочное планирование режимов на месяц, год;
- краткосрочное планирование режимов на сутки, неделю;
- внутрисуточное планирование.
На высшем уровне временной иерархии управления осуществляются следующие задачи долгосрочного планирования:
- прогнозирование потребления электроэнергии и характерных графиков нагрузки;
- разработка балансов мощности и электроэнергетических режимов;
- разработка схем и режимов для характерных периодов года (осенне- зимний максимум, период паводка и др.), а также в связи с вводом новых объектов сети;
- проведения капитальных ремонтов электроэнергетического оборудо- вания;
- решения вопросов повышения надежности функционирования сети, совершенствования средств управления;
- разработка диспетчерских инструкций.
Краткосрочный уровень планирования – это недельное и суточное планирование.
Рассмотрим следующие статьи закона об электроэнергетике РК.
Ст.36. Суточный график производства-потребления электрической энергии - утвержденный системным оператором документ, регламентирующий почасовые величины производства и потребления электрической энергии на каждые календарные сутки в соответствии с договорами по купле-продаже электрической энергии, заключенными участниками оптового рынка на рынках децентрализованной купли-продажи электрической энергии и централизованной торговли электрической энергией.
Ст.19. Операционные сутки — текущие сутки, в течение которых системный оператор осуществляет операции по централизованному оперативно-диспетчерскому управлению исполнением заключенных субъектами оптового рынка электрической энергии договоров купли-продажи электрической энергии.
Суточное планирование режима осуществляется обычно на сутки вперед в понедельник-четверг и в пятницу на субботу-понедельник, в праздничные
15
периоды – в последний предпраздничный день на праздничный период плюс первый рабочий день после праздника. Под режимом понимается график перетоков по ВЛ, нагрузок электростанций, потребления электроэнергии субъектами энергорынка, напряжения в контрольных точках, настройки ПА при определенном состоянии схемы электроэнергетической сети с учетом запланированного графика ремонтов и вероятностной оценки аварийных отказов для планирования вращающегося резерва мощности.
Внутрисуточное планирование (корректировка плана) может быть вызвано:
- отклонением фактического графика потребления от запланированного, что требует изменения графика генерации на электростанциях;
- уменьшением плановой генерации электростанций в связи с аварийным отключением оборудования;
- изменением фактической ремонтной площадки (в сторону увеличения или уменьшения). Результатом внутрисуточного планирования является корректировка утвержденного суточного графика режима ЭЭС. В условиях централизованного рынка купли-продажи электроэнергии эти операции должны осуществляться через балансирующий рынок.
Внутрисуточное планирование и корректировка запланированного суточного графика в условиях рынка в первую очередь направлено на обеспечение надежности с последующим восстановлением отношений между энергопроизводящими субъектами и потребителями на основе оперативной корректировки договорных отношений.
4 лекция. Функции и задачи диспетчерско-технологического управления в нормальных режимах
Содержание лекции: изучение содержания функций управления на уровнях диспетчерско-технологического управления в нормальном режиме
Цель лекции: изучить содержание функций управления на уровнях диспетчерско-технологического управления в нормальном режиме
На всех уровнях диспетчерско-технологического управления выполняются функции планирования, организации, контроля, регулирования, учета и анализа. Задачи этих функций выполняются в процессе диспетчерско- технологического управления как дежурным (оперативным) персоналом, так и неоперативным персоналом в составе диспетчерской службы (департамента, отдела и т.п.).
4.1 Основные задачи функций управления на всех уровнях оперативного диспетчерского управления
4.1.1 Диспетчерский персонал НДЦ СО при ведении нормального режима:
16
- осуществляет оперативное руководство реализацией суточного плана- графика режима активной и реактивной мощности и его оперативной корректировкой, проведением ремонтов электроэнергетического оборудования, создает необходимые условия для проведения испытаний, ввода нового оборудования;
- контролирует схему и перетоки мощности в основной сети ЕЭС (межсистемные и наиболее важные внутренние транзитные линии) и на связях с соседними государствами;
- контролирует положение с энергобалансом, наличие необходимого горячего резерва;
- контролирует реализацию планового графика ремонтов электро- оборудования, находящегося в ведении НДЦ СО;
- контролирует состояние системной автоматики, РЗА, устройств регулирования напряжения, находящегося в управлении и ведении НДЦ СО;
- регулирует режим генерации в ЕЭС;
- руководит ликвидацией технологических нарушений в ЕЭС;
- тщательно записывает (в сжатой и ясной форме) в электронном оперативном журнале отдаваемые распоряжения и их выполнение, случаи нарушения нормального режима работы ЕЭС, оперативные сообщения подчиненного оперативного персонала и т.д.
4.1.2 Диспетчерский персонал РДЦ филиалов КЕГОК в нормальном режиме:
- организует в своем регионе реализацию суточного плана-графика режима активной и реактивной мощности и его корректировку, проведение ремонтов электроэнергетического оборудования, создает необходимые условия для проведения испытаний, ввода нового оборудования;
- контролирует схему и перетоки в основной сети своего региона (межсистемные и наиболее важные внутренние транзитные линии);
- контролирует баланс региона филиала, РЭК и прямых потребителей на соответствие суточному графику;
- контролирует реализацию планового графика ремонтов электро- энергетического оборудования, находящегося в ведении РДЦ;
- контролирует состояние системной автоматики, РЗА, устройств регулирования напряжения, находящегося в ведении РДЦ;
- контролирует состояние находящегося в его управлении и ведении оборудования подстанций и электростанций в своем регионе и т.д.
4.1.3 Диспетчерский персонал РЭК:
- организует в своей электроэнергетической сети реализацию суточного плана-графика режима активной и реактивной мощности и его корректировку, проведение ремонтов электроэнергетического оборудования, создает необходимые условия для проведения испытаний, ввода нового оборудования;
- контролирует схему и перетоки в основной сети своего региона;
17
- контролирует баланс РЭК и прямых потребителей на соответствие суточному графику (плановому и скорректированному);
- контролирует реализацию планового графика ремонтов электро- энергетического оборудования, находящегося в ведении РЭК и т.д.
4.1.4 Диспетчерский персонал электросетевого хозяйства промыш- ленного предприятия выполняет комплекс функций и задач, обеспечивающих надежное функционирование электрической сети предприятия, исключающее нарушение технологических процессов предприятия.
4.2 Виды информации, используемые диспетчером для управления ЭЭС в нормальных условиях
4.2.1 Телеинформация:
- измеренные на подстанциях устройствами измерения основные электрические параметры (P, Q, U, F, W, cosF);
- их расчетные величины, определенные в SCADA на уровнях ПС или нижестоящих РЭК.
4.2.2 Телесигнализация положения коммутационных аппаратов (включен, отключен).
4.2.3 Речевая информация, получаемая от оперативного персонала вышестоящего уровня, нижних и смежных уровней через средства связи.
4.2.4 Инструктивно-справочная информация, хранящаяся в базе АСДУ и на бумажных носителях.
5 лекция. Функции и задачи диспетчерского управления в аварийных режимах
Содержание лекции: изучаются основные виды аварийных нарушений в электрических сетях и действия оперативного персонала на примерах управления в условиях появления некоторых видов аварийных нарушений.
Цель лекции: на основании изучения основных видов аварийного нарушения режима работы электрической сети и методов их устранения определить необходимую исходную информацию, используемую для выявления и устранения аварийного нарушения.
5.1 Взаимоотношения оперативного персонала различных уровней при ликвидации аварийных нарушений
При ликвидации аварийных нарушений между уровнями оперативного управления циркулирует большой объем речевой информации, необходимый для выяснения ситуации и выполнения совместных действий по ликвидации аварийной ситуации. Для быстрейшего восстановления нормальной работы ЭЭС регламентируются взаимоотношения между уровнями.
5.1.1 Руководство ликвидацией аварийных нарушений, охватывающих несколько регионов, осуществляется диспетчером НДЦ СО. Диспетчер НДЦ СО непосредственно осуществляет ликвидацию аварийных нарушений,
18
создающих опасный режим работы ЕЭС (потеря значительной мощности, снижение частоты, напряжения, перегрузка межсистемных связей, разделение ЕЭС на части и т.д.), а также аварийных нарушений, происшедших на ВЛ, находящихся в оперативном управлении диспетчера НДЦ СО, или охватывающих более одного региона. В необходимых случаях он оказывает помощь диспетчерам РДЦ при ликвидации аварийных нарушений, давая им конкретные указания.
5.1.2 Руководство ликвидацией аварийных нарушений, охватыва- ющих только регион РДЦ, осуществляется самостоятельно диспетчером РДЦ с уведомлением диспетчера НДЦ СО. В тех случаях, когда аварийное нарушение затрагивает режим работы ЕЭС Казахстана, диспетчер РДЦ согласовывает свои действия с диспетчером НДЦ СО.
5.1.3 Все распоряжения дежурного диспетчера НДЦ СО по вопросам, входящим в его компетенцию, обязательны для исполнения диспетчерами РДЦ. Если распоряжение диспетчера НДЦ СО представляется диспетчеру РДЦ неверным, он обязан указать на это диспетчеру НДЦ СО. При подтверждении диспетчером НДЦ СО своего распоряжения, диспетчер РДЦ обязан его выполнить. Запрещается выполнять распоряжения диспетчера, которые могут угрожать жизни людей, сохранности оборудования или привести к нарушению режима работы региона.
5.1.4 Диспетчер НДЦ СО должен быть информирован об обстоятель- ствах аварийного нарушения немедленно по мере его выяснения. Диспетчер РДЦ, получив распоряжение от диспетчера НДЦ СО, обязан его повторить и выполнять только после подтверждения его правильности. Последующие указания даются диспетчером НДЦ СО только после подтверждения исполнения предыдущего распоряжения. Сообщение о выполнении распо- ряжения должно передаваться немедленно. Показания ТИ и ТС оцениваются, как предварительная информация о выполнении его распоряжения.
5.1.5 Диспетчер РДЦ вправе получать необходимую информацию, приостанавливать, изменять ход ликвидации аварийного нарушения на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.
5.1.6 Взаимоотношения диспетчеров РЭК, дежурных крупных подстанций и ЭС с диспетчерами вышестоящих диспетчерских пунктов(ДП) и РДЦ при ликвидации аварии построены на принципах безусловного выполнения по аналогии с пунктом 3, обеспечения информацией вышестоящего диспетчера, позволяющей правильно понять причину аварии и консолидировать действия в направлении скорейшей ликвидации аварийного или послеаварийного процесса.
5.2 Виды аварийных нарушений в ЭЭС
Выделяют следующие виды аварийных нарушений работы ЭЭС:
